RU2656322C2 - Highly concentrated, water-free amine salts of hydrocarbon alkoxysulfates and use and method using aqueous dilutions of the same - Google Patents
Highly concentrated, water-free amine salts of hydrocarbon alkoxysulfates and use and method using aqueous dilutions of the same Download PDFInfo
- Publication number
- RU2656322C2 RU2656322C2 RU2015134762A RU2015134762A RU2656322C2 RU 2656322 C2 RU2656322 C2 RU 2656322C2 RU 2015134762 A RU2015134762 A RU 2015134762A RU 2015134762 A RU2015134762 A RU 2015134762A RU 2656322 C2 RU2656322 C2 RU 2656322C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- carbon atoms
- groups
- substituents
- alkoxy groups
- composition
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 39
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 39
- -1 amine salts Chemical class 0.000 title claims abstract description 33
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 17
- 238000010790 dilution Methods 0.000 title claims abstract description 8
- 239000012895 dilution Substances 0.000 title claims abstract description 8
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 27
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 84
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims abstract description 59
- 125000002572 propoxy group Chemical group [*]OC([H])([H])C(C([H])([H])[H])([H])[H] 0.000 claims abstract description 50
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 claims abstract description 42
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 40
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 38
- 125000005529 alkyleneoxy group Chemical group 0.000 claims abstract description 34
- 125000001301 ethoxy group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])O* 0.000 claims abstract description 31
- 125000003545 alkoxy group Chemical group 0.000 claims abstract description 25
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 25
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 20
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 13
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 12
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 12
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims abstract description 11
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 7
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 125000003342 alkenyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 77
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 24
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 15
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 15
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 10
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 6
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 4
- 238000007865 diluting Methods 0.000 claims description 3
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 12
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims 7
- 125000004106 butoxy group Chemical group [*]OC([H])([H])C([H])([H])C(C([H])([H])[H])([H])[H] 0.000 claims 4
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 claims 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 7
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 abstract description 5
- 239000000047 product Substances 0.000 description 21
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 20
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 15
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 15
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 13
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 12
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 12
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 11
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 11
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 9
- HXKKHQJGJAFBHI-UHFFFAOYSA-N 1-aminopropan-2-ol Chemical compound CC(O)CN HXKKHQJGJAFBHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 8
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 description 6
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 6
- 230000008859 change Effects 0.000 description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 6
- 239000011552 falling film Substances 0.000 description 6
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 241000350481 Pterogyne nitens Species 0.000 description 4
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 4
- 239000002585 base Substances 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N sulfur trioxide Chemical compound O=S(=O)=O AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 3
- HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N diethylamine Chemical compound CCNCC HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N diisopropanolamine Chemical compound CC(O)CNCC(C)O LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 3
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 3
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 3
- KEQGZUUPPQEDPF-UHFFFAOYSA-N 1,3-dichloro-5,5-dimethylimidazolidine-2,4-dione Chemical compound CC1(C)N(Cl)C(=O)N(Cl)C1=O KEQGZUUPPQEDPF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WQDUMFSSJAZKTM-UHFFFAOYSA-N Sodium methoxide Chemical compound [Na+].[O-]C WQDUMFSSJAZKTM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 2
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 2
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- XTHPWXDJESJLNJ-UHFFFAOYSA-N chlorosulfonic acid Substances OS(Cl)(=O)=O XTHPWXDJESJLNJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MWKFXSUHUHTGQN-UHFFFAOYSA-N decan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCO MWKFXSUHUHTGQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 2
- JQVDAXLFBXTEQA-UHFFFAOYSA-N dibutylamine Chemical compound CCCCNCCCC JQVDAXLFBXTEQA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229940043276 diisopropanolamine Drugs 0.000 description 2
- 238000003113 dilution method Methods 0.000 description 2
- NOPFSRXAKWQILS-UHFFFAOYSA-N docosan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCO NOPFSRXAKWQILS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LQZZUXJYWNFBMV-UHFFFAOYSA-N dodecan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCCCO LQZZUXJYWNFBMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 230000001483 mobilizing effect Effects 0.000 description 2
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 2
- GLDOVTGHNKAZLK-UHFFFAOYSA-N octadecan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCO GLDOVTGHNKAZLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- REIUXOLGHVXAEO-UHFFFAOYSA-N pentadecan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCO REIUXOLGHVXAEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 230000019635 sulfation Effects 0.000 description 2
- 238000005670 sulfation reaction Methods 0.000 description 2
- HLZKNKRTKFSKGZ-UHFFFAOYSA-N tetradecan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCO HLZKNKRTKFSKGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ALSTYHKOOCGGFT-KTKRTIGZSA-N (9Z)-octadecen-1-ol Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCO ALSTYHKOOCGGFT-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N (R)-(-)-Propylene glycol Chemical compound C[C@@H](O)CO DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N 0.000 description 1
- JTQQDDNCCLCMER-CLFAGFIQSA-N (z)-n-[(z)-octadec-9-enyl]octadec-9-en-1-amine Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCNCCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC JTQQDDNCCLCMER-CLFAGFIQSA-N 0.000 description 1
- XFRVVPUIAFSTFO-UHFFFAOYSA-N 1-Tridecanol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCO XFRVVPUIAFSTFO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XUJLWPFSUCHPQL-UHFFFAOYSA-N 11-methyldodecan-1-ol Chemical compound CC(C)CCCCCCCCCCO XUJLWPFSUCHPQL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LTHNHFOGQMKPOV-UHFFFAOYSA-N 2-ethylhexan-1-amine Chemical compound CCCCC(CC)CN LTHNHFOGQMKPOV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical class [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- SAIKULLUBZKPDA-UHFFFAOYSA-N Bis(2-ethylhexyl) amine Chemical compound CCCCC(CC)CNCC(CC)CCCC SAIKULLUBZKPDA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 102100032373 Coiled-coil domain-containing protein 85B Human genes 0.000 description 1
- XFXPMWWXUTWYJX-UHFFFAOYSA-N Cyanide Chemical compound N#[C-] XFXPMWWXUTWYJX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- QUSNBJAOOMFDIB-UHFFFAOYSA-N Ethylamine Chemical compound CCN QUSNBJAOOMFDIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101000868814 Homo sapiens Coiled-coil domain-containing protein 85B Proteins 0.000 description 1
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SLINHMUFWFWBMU-UHFFFAOYSA-N Triisopropanolamine Chemical compound CC(O)CN(CC(C)O)CC(C)O SLINHMUFWFWBMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 150000004703 alkoxides Chemical class 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000003115 biocidal effect Effects 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 1
- 239000006172 buffering agent Substances 0.000 description 1
- HQABUPZFAYXKJW-UHFFFAOYSA-N butan-1-amine Chemical compound CCCCN HQABUPZFAYXKJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 235000008504 concentrate Nutrition 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 239000002537 cosmetic Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 229960000735 docosanol Drugs 0.000 description 1
- 238000005485 electric heating Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 1
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000007037 hydroformylation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 239000010985 leather Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 230000004060 metabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000005555 metalworking Methods 0.000 description 1
- 238000005649 metathesis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N monopropylene glycol Natural products CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000005608 naphthenic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- IOQPZZOEVPZRBK-UHFFFAOYSA-N octan-1-amine Chemical compound CCCCCCCCN IOQPZZOEVPZRBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940055577 oleyl alcohol Drugs 0.000 description 1
- XMLQWXUVTXCDDL-UHFFFAOYSA-N oleyl alcohol Natural products CCCCCCC=CCCCCCCCCCCO XMLQWXUVTXCDDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006384 oligomerization reaction Methods 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 1
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000003755 preservative agent Substances 0.000 description 1
- 230000002335 preservative effect Effects 0.000 description 1
- 235000013772 propylene glycol Nutrition 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 239000012495 reaction gas Substances 0.000 description 1
- 238000003303 reheating Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 235000020354 squash Nutrition 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 230000001180 sulfating effect Effects 0.000 description 1
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004753 textile Substances 0.000 description 1
- 238000004448 titration Methods 0.000 description 1
- KJIOQYGWTQBHNH-UHFFFAOYSA-N undecanol Chemical compound CCCCCCCCCCCO KJIOQYGWTQBHNH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C211/00—Compounds containing amino groups bound to a carbon skeleton
- C07C211/01—Compounds containing amino groups bound to a carbon skeleton having amino groups bound to acyclic carbon atoms
- C07C211/02—Compounds containing amino groups bound to a carbon skeleton having amino groups bound to acyclic carbon atoms of an acyclic saturated carbon skeleton
- C07C211/03—Monoamines
- C07C211/05—Mono-, di- or tri-ethylamine
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C211/00—Compounds containing amino groups bound to a carbon skeleton
- C07C211/01—Compounds containing amino groups bound to a carbon skeleton having amino groups bound to acyclic carbon atoms
- C07C211/02—Compounds containing amino groups bound to a carbon skeleton having amino groups bound to acyclic carbon atoms of an acyclic saturated carbon skeleton
- C07C211/03—Monoamines
- C07C211/07—Monoamines containing one, two or three alkyl groups, each having the same number of carbon atoms in excess of three
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C305/00—Esters of sulfuric acids
- C07C305/02—Esters of sulfuric acids having oxygen atoms of sulfate groups bound to acyclic carbon atoms of a carbon skeleton
- C07C305/04—Esters of sulfuric acids having oxygen atoms of sulfate groups bound to acyclic carbon atoms of a carbon skeleton being acyclic and saturated
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08G—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED OTHERWISE THAN BY REACTIONS ONLY INVOLVING UNSATURATED CARBON-TO-CARBON BONDS
- C08G65/00—Macromolecular compounds obtained by reactions forming an ether link in the main chain of the macromolecule
- C08G65/02—Macromolecular compounds obtained by reactions forming an ether link in the main chain of the macromolecule from cyclic ethers by opening of the heterocyclic ring
- C08G65/32—Polymers modified by chemical after-treatment
- C08G65/329—Polymers modified by chemical after-treatment with organic compounds
- C08G65/334—Polymers modified by chemical after-treatment with organic compounds containing sulfur
- C08G65/3344—Polymers modified by chemical after-treatment with organic compounds containing sulfur containing oxygen in addition to sulfur
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08L—COMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
- C08L71/00—Compositions of polyethers obtained by reactions forming an ether link in the main chain; Compositions of derivatives of such polymers
- C08L71/02—Polyalkylene oxides
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Polymers & Plastics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к высококонцентрированным безводным аминным солям углеводородполиалкоксисульфатов, причем эти соли выбраны из группы замещенных аминов, предпочтительно - алканоламинов. Полученные продукты при комнатной температуре являются низковязкими и пригодными для перекачивания насосом. Соли являются высокоустойчивыми к гидролизу, в том числе при высоких температурах.The present invention relates to highly concentrated anhydrous amine salts of hydrocarbon polyalkoxysulfates, and these salts are selected from the group of substituted amines, preferably alkanolamines. The resulting products at room temperature are low viscosity and suitable for pumping. Salts are highly resistant to hydrolysis, including at high temperatures.
Кроме того, изобретение относится к применению углеводородполиалкоксисульфатов, разбавленных водой, в частности - растворов для применения в месторождениях нефти с целью более эффективной добычи нефти, например - для нагнетания растворов поверхностно-активных веществ в подземные нефтяные пласты или для так называемого «изменения смачиваемости» (от англ.: «wettability alteration») или для извлечения углеводородов из нефтеносных песков или других содержащих углеводороды поверхностей или материалов. При этом в контексте настоящего изобретения извлечение углеводородов также включает их очистку, по отдельности или совместно.In addition, the invention relates to the use of hydrocarbon polyalkoxysulfates diluted with water, in particular, solutions for use in oil fields for more efficient oil production, for example, for injecting surfactant solutions into underground oil reservoirs or for the so-called “change in wettability” ( from the English: “wettability alteration”) or for the extraction of hydrocarbons from oil sands or other hydrocarbon-containing surfaces or materials. Moreover, in the context of the present invention, the recovery of hydrocarbons also includes their purification, individually or together.
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND OF THE INVENTION
Соли алкилполиалкоксисульфатов применяют в различных прикладных задачах, например - в качестве вспомогательных веществ в текстильной и кожевенной промышленности, в металлообработке, в качестве смазочных средств или очистителей, в косметических средствах, в качестве химикатов в месторождениях нефти и газа, в качестве моющих и очищающих средств.Salts of alkyl polyalkoxysulfates are used in various applications, for example, as auxiliary substances in the textile and leather industries, in metalworking, as lubricants or cleaners, in cosmetics, as chemicals in oil and gas fields, as detergents and cleaners.
Применение алкилполиалкоксисульфатов в качестве химикатов в месторождениях нефти и газа известно, например, из публикации GB 2168095 А. Другими примерами публикаций, раскрывающих алкилполиалкоксисульфаты, содержащие пропоксигруппы, являются публикации WO 2009/124922 и WO 2011/110502 А1, в которых, кроме солей щелочных и щелочноземельных металлов, указаны также аммониевые (NH4 +) соли алкилполиалкоксисульфатов.The use of alkyl polyalkoxysulfates as chemicals in oil and gas fields is known, for example, from publication GB 2168095 A. Other examples of publications revealing alkyl polyalkoxysulfates containing propoxy groups are publications WO 2009/124922 and WO 2011/110502 A1, in which, in addition to alkali and alkaline earth metals; ammonium (NH 4 + ) salts of alkyl polyalkoxysulfates are also indicated.
Получение алкилполиалкоксисульфатов согласно предшествующему уровню техники осуществляют из продуктов присоединения этиленоксида (ЕО; от нем.: Ethylenoxid) и/или пропиленоксида (РО; от нем.: Propylenoxid) и/или высшего алкиленоксида (АО; от нем.: Alkylenoxid) к природным или синтетическим спиртам в реакции, например, с хлорсульфоновой кислотой или с газообразным триоксидом серы или с другими подходящими сульфатирующими средствами в эквимолярных количествах.The preparation of alkyl polyalkoxysulfates according to the prior art is carried out from the addition products of ethylene oxide (EO; from it: Ethylenoxid) and / or propylene oxide (PO; from it: Propylenoxid) and / or higher alkylene oxide (AO; from it: Alkylenoxid) to natural or synthetic alcohols in reaction, for example, with chlorosulfonic acid or with gaseous sulfur trioxide or with other suitable sulfating agents in equimolar amounts.
При этом получают сложные полуэфиры полиалкоксилатов с серной кислотой, которые затем нейтрализуют основаниями. Нейтрализующие основания добавляют к воде в таких концентрациях, чтобы алкилполиалкоксисульфаты образовывались в форме водных растворов или паст. Обычно алкилполиалкоксисульфаты, нейтрализованные гидроксидами щелочных металлов или аммиаком, имеют жидкую форму водного раствора с концентрацией менее 30 масс. %. При концентрациях, превышающих 30 масс. %, продукты образуют высоковязкие гелевые фазы. Кроме высокого содержания воды в этой форме поставки, продукты подвергаются опасности загрязнения микроорганизмами, что делает необходимым добавление биоцида или консервирующего средства. Имеются высококонцентрированные формы поставки солей щелочных металлов с содержанием активного вещества в диапазоне от 70 масс. % до немного более 80 масс. %, вязкость которых лежит в диапазоне, удобном для пользования, что обеспечивает их пригодность для перекачивания насосом. Такие высококонцентрированные продукты в высокой степени подвергаются опасности гидролиза, который в кислом диапазоне рН протекает как автокаталитический процесс. При гидролизе SO3 отщепляется от молекул и образует с водой серную кислоту. За счет образующейся серной кислоты значение рН снижается дальше и ускоряет гидролиз.In this case, half-esters of polyalkoxylates with sulfuric acid are obtained, which are then neutralized with bases. Neutralizing bases are added to water in concentrations such that the alkylpolyalkoxysulfates form in the form of aqueous solutions or pastes. Typically, alkylpolyalkoxysulfates neutralized with alkali metal hydroxides or ammonia have a liquid form of an aqueous solution with a concentration of less than 30 mass. % At concentrations exceeding 30 mass. %, the products form highly viscous gel phases. In addition to the high water content in this delivery form, the products are at risk of contamination by microorganisms, which makes it necessary to add a biocide or preservative. There are highly concentrated forms of supply of alkali metal salts with an active substance content in the range of 70 mass. % to a little more than 80 mass. %, the viscosity of which lies in the range convenient for use, which ensures their suitability for pumping. Such highly concentrated products are at high risk of hydrolysis, which in the acidic pH range proceeds as an autocatalytic process. During hydrolysis, SO 3 is cleaved from the molecules and forms sulfuric acid with water. Due to the resulting sulfuric acid, the pH decreases further and accelerates hydrolysis.
Согласно предшествующему уровню техники, за счет добавления подходящих буферных веществ можно в течение ограниченного времени удерживать значение рН в нейтральном диапазоне, чтобы замедлить гидролиз.According to the prior art, by adding suitable buffering agents, it is possible to keep the pH in a neutral range for a limited time in order to slow down hydrolysis.
Повышенные температуры ускоряют разложение (гидролиз) алкилполиалкоксисульфатов. Поэтому рекомендуется по возможности транспортировать и хранить продукты при температурах ниже 30°С. Повторное нагревание продуктов, подвергнутых низким температурам, следует проводить очень осторожно, поскольку необходимо избегать точечного перегрева. В связи с высокой вязкостью при температурах около 0°С продукты невозможно перекачивать или перемешивать. Локального перегрева, например - за счет разогрева паром или электрического разогрева, следует избегать, поскольку это приводит к так называемым «кислым гнездам». Поэтому локальный перегрев может приводить к разложению (гидролизу) всего содержимого складского резервуара.Elevated temperatures accelerate the decomposition (hydrolysis) of alkylpolyalkoxysulfates. Therefore, it is recommended to transport and store products at temperatures below 30 ° C, if possible. Reheating of products subjected to low temperatures should be carried out very carefully, since overheating must be avoided. Due to the high viscosity at temperatures around 0 ° C, the products cannot be pumped or mixed. Local overheating, for example, due to steam heating or electric heating, should be avoided, since this leads to the so-called "acid nests". Therefore, local overheating can lead to decomposition (hydrolysis) of the entire contents of the storage tank.
В публикации ЕР 0167337 А2 описаны соли С4-С10 алкилалкоксисульфатов, которые также могут существовать в высококонцентрированной форме в виде водных текучих композиций. В отличие от упомянутых солей, соли с более длинными алкильными цепями описаны как высоковязкие.EP 0167337 A2 discloses salts of C 4 -C 10 alkyl alkoxysulfates, which may also exist in a highly concentrated form in the form of aqueous fluid compositions. Unlike the salts mentioned, salts with longer alkyl chains are described as highly viscous.
Из публикации ЕР 0656416 А1 известны концентраты поверхностно-активных веществ как базовые поверхностно-активные вещества для концентрированных жидких композиций, содержащих алканоламинные соли алкилполиэтоксисульфатов. Жидкие композиции находят применение в качестве моющих и очищающих средств, и они являются текучими при 70°С.From the publication EP 0656416 A1, surfactant concentrates are known as base surfactants for concentrated liquid compositions containing alkanolamine salts of alkyl polyethoxysulfates. Liquid compositions find use as detergents and cleansers, and they are fluid at 70 ° C.
Поэтому существует потребность в высококонцентрированных поверхностно-активных композициях указанного рода, которые были бы текучими в широком диапазоне температур и во время транспортировки и хранения при высоких температурах не подвергались бы или в малой степени подвергались бы гидролизу. Одновременно необходимо получить поверхностно-активные композиции, которые были бы пригодными для применения в нефтедобыче.Therefore, there is a need for highly concentrated surfactant compositions of this kind, which would be fluid in a wide temperature range and would not be subjected to hydrolysis or to a small extent during transportation and storage at high temperatures. At the same time, it is necessary to obtain surfactant compositions that are suitable for use in oil production.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION
Объектом изобретения является композиция, описанная в независимых пунктах формулы изобретения. Предпочтительные варианты осуществления настоящего изобретения являются объектами зависимых пунктов формулы изобретения или описаны ниже.An object of the invention is a composition described in the independent claims. Preferred embodiments of the present invention are the subject of the dependent claims or are described below.
Неожиданно были обнаружены высококонцентрированные безводные поверхностно-активные композиции алкилполиалкоксисульфатов, которые при 25°С являются текучими без добавления растворителей. Вследствие отсутствия воды композиции являются высокоустойчивыми к гидролизу. Низкая опасность гидролиза обеспечивает возможность хранения или транспортировки композиций при высоких температурах, и больше не требуется использования буферных систем для стабилизации значений рН.Surprisingly, highly concentrated anhydrous surfactant compositions of alkyl polyalkoxysulfates have been found which are fluid at 25 ° C. without the addition of solvents. Due to the lack of water, the compositions are highly resistant to hydrolysis. The low risk of hydrolysis makes it possible to store or transport compositions at high temperatures, and buffer systems are no longer required to stabilize pH values.
Высококонцентрированные безводные аминные соли алкилполиалкоксисульфатов по настоящему изобретению легко можно разбавить водой. В процессе разбавления не образуются высоковязкие гелевые фазы, известные из предшествующего уровня техники, которые возникают в водных растворах алкилполиалкоксисульфатов, нейтрализованных гидроксидами щелочных металлов или аммиаком.The highly concentrated anhydrous amine salts of the alkyl polyalkoxysulfates of the present invention can easily be diluted with water. During the dilution process, highly viscous gel phases, known from the prior art, which arise in aqueous solutions of alkyl polyalkoxysulfates neutralized by alkali metal hydroxides or ammonia, do not form.
Неожиданно было обнаружено, что водные композиции указанных солей, которые можно получить, например, посредством разбавления указанных высококонцентрированных безводных композиций или получения водных растворов, обладают лучшей температурной стабильностью, чем соответствующие соли алкилполиалкоксисульфатов, нейтрализованные гидроксидами щелочных металлов или аммиаком.Surprisingly, it has been found that aqueous compositions of these salts, which can be obtained, for example, by diluting said highly concentrated anhydrous compositions or preparing aqueous solutions, have better temperature stability than the corresponding salts of alkyl polyalkoxysulfates neutralized with alkali metal hydroxides or ammonia.
Эта повышенная температурная стабильность в водном растворе обнаруживается и у таких нейтрализованных аминами алкилполиалкоксисульфатов, которые в безводной форме при комнатной температуре не являются текучими и пригодными для перекачивания насосами.This increased temperature stability in aqueous solution is also found in amine-neutralized polyalkyl alkoxysulfates, which in anhydrous form at room temperature are not fluid and suitable for pumping.
Соли алкилполиалкоксисульфатов, нейтрализованные гидроксидами щелочных металлов или аммиаком, в концентрации, равной, например, 10 масс. % активного вещества в водном растворе, при температурах выше 30°С стабильны лишь в течение нескольких дней и полностью гидролизуются. Нейтрализованные аминами соли алкилполиалкоксисульфатов стабильны в течение нескольких недель, в отдельных случаях - в течение нескольких месяцев, при температурах выше 30°С или при еще более высоких температурах, например - при 70°С, и проявляют более низкие скорости гидролиза. Неожиданно было установлено, что аминные соли алкилполиалкоксисульфатов имеют такую же «оптимальную температуру» или «оптимальную соленость», как и соответствующие натриевые соли. Температуру/соленость, при которой система «вода-масло-поверхностно-активное вещество», при необходимости содержащая другие присадки, достигает «оптимального» состояния типа Винзор III (Winsor III), называют оптимальной температурой или оптимальной соленостью.Salts of alkylpolyalkoxysulfates neutralized with alkali metal hydroxides or ammonia in a concentration of, for example, 10 mass. % of the active substance in aqueous solution, at temperatures above 30 ° C, are stable only for several days and are completely hydrolyzed. The amine neutralized salts of alkyl polyalkoxysulfates are stable for several weeks, in some cases for several months, at temperatures above 30 ° C or even higher temperatures, for example at 70 ° C, and exhibit lower hydrolysis rates. Surprisingly, it has been found that the amine salts of alkyl polyalkoxysulfates have the same “optimum temperature” or “optimal salinity” as the corresponding sodium salts. The temperature / salinity at which the water-oil-surfactant system, optionally containing other additives, reaches the “optimal” state of the Winsor III type, is called the optimum temperature or optimal salinity.
СВЕДЕНИЯ, ПОДТВЕРЖДАЮЩИЕ ВОЗМОЖНОСТЬ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯDETAILED DESCRIPTION OF THE EMBODIMENTS OF THE INVENTION
Текучие аминные соли углеводородполиалкоксисульфатовFlowing amine salts of hydrocarbon polyalkoxysulfates
далее для простоты также называемые солями алкилполиалкоксисульфатов, содержат одно или более первичных, вторичных или третичных алкил- и/или алканоламинных соединений.hereinafter for simplicity, also referred to as salts of alkyl polyalkoxysulfates, contain one or more primary, secondary or tertiary alkyl and / or alkanolamine compounds.
В контексте настоящего изобретения приведенные числа алкоксигрупп всегда представляют среднее значение (среднечисленное значение).In the context of the present invention, the indicated numbers of alkoxy groups always represent the average value (number average).
Подходящими протонированными алкил-, алкенил- и/или алканоламинами являются:Suitable protonated alkyl, alkenyl and / or alkanolamines are:
где один, два или три из заместителей R1, R2 и R3 независимо друг от друга выбраны из группы, содержащей:where one, two or three of the substituents R 1 , R 2 and R 3 independently from each other selected from the group consisting of:
- алкил, содержащий от 1 до 14 атомов углерода, в частности - от 4 до 8 атомов углерода,- alkyl containing from 1 to 14 carbon atoms, in particular from 4 to 8 carbon atoms,
- алкенил, содержащий от 3 до 18 атомов углерода, в частности - от 4 до 8 атомов углерода,- alkenyl containing from 3 to 18 carbon atoms, in particular from 4 to 8 carbon atoms,
- гидроксиал, содержащий 3 или 4 атома углерода, в частности - 3 атома углерода,- hydroxyal containing 3 or 4 carbon atoms, in particular 3 carbon atoms,
- два или три из заместителей R1, R2 и R3 являются гидроксиалкилами с 2 атомами углерода, при этом не более чем один из заместителей R1, R2 и R3 является Н,- two or three of the substituents R 1 , R 2 and R 3 are hydroxyalkyl with 2 carbon atoms, while not more than one of the substituents R 1 , R 2 and R 3 is H,
- и их смеси,- and mixtures thereof,
причем каждый из гидроксиалкилов может быть алкоксилирован, и причем все остальные заместители представляют собой водород.moreover, each of the hydroxyalkyls may be alkoxylated, and wherein all other substituents are hydrogen.
Также сюда включены смеси солей алкилполиалкоксисульфатов с различными алкильными, алкенильными и гидроксиалкильными заместителями.Also included are mixtures of salts of alkyl polyalkoxysulfates with various alkyl, alkenyl and hydroxyalkyl substituents.
Особенно подходящими аминными соединениями являются, например, моно- или диэтиламин, моно- или дибутиламин, моно- или диолеиламин, моно- или ди-2-этилгексиламин или их смеси. Примерами алканоламинов являются диэтаноламин (DEA; от англ.: diethanolamine), триэтаноламин (TEA; от англ.: triethanolamine), моноизопропаноламин (MIPA; от англ.: monoisopropanolamine), диизопропаноламин (DIPA; от англ.: diisopropanolamine) или триизопропаноламин (TIPA; от англ.: triisopropanolamine).Particularly suitable amine compounds are, for example, mono- or diethylamine, mono- or dibutylamine, mono- or dioleylamine, mono- or di-2-ethylhexylamine, or mixtures thereof. Examples of alkanolamines are diethanolamine (DEA; from English: diethanolamine), triethanolamine (TEA; from English: triethanolamine), monoisopropanolamine (MIPA; from English: monoisopropanolamine), diisopropanolamine (DIPA; from English: diisopropanolamine or three ; from English: triisopropanolamine).
R4 обозначает один или более, необязательно - различных, углеводородных заместителей, содержащих от 10 до 36 атомов углерода, в частности - от 12 до 24 атомов углерода. Спиртами, лежащими в их основе, могут быть, например, деканол, ундеканол, додеканол, тридеканол, тетрадеканол, пентадеканол, октадеканол, бегениловый спирт, а также соответствующие разветвленные или ненасыщенные типы углеродных цепей, например - олеиловый спирт, 2-гексилдеканол, 2-гексилдодеканол, 2-децилтетрадодеканол или изотридеканол и их смеси. Спирты могут быть нефтехимического, олеохимического или синтетического происхождения. Примерами спиртов синтетического происхождения являются спирты Фишера-Тропша, спирты Гербе или спирты Циглера, или спирты, которые получают из алкенов посредством гидроформилирования. Алкены, подлежащие преобразованию, можно получить, например, посредством метатезиса или олигомеризации.R 4 denotes one or more, optionally, various, hydrocarbon substituents containing from 10 to 36 carbon atoms, in particular from 12 to 24 carbon atoms. The alcohols underlying them can be, for example, decanol, undecanol, dodecanol, tridecanol, tetradecanol, pentadecanol, octadecanol, behenyl alcohol, as well as the corresponding branched or unsaturated types of carbon chains, for example, oleyl alcohol, 2-hexyl, 2-hexyl hexyldodecanol, 2-decyltetradodecanol or isotridecanol, and mixtures thereof. Alcohols can be of petrochemical, oleochemical or synthetic origin. Examples of alcohols of synthetic origin are Fischer-Tropsch alcohols, Gerbe alcohols or Ziegler alcohols, or alcohols that are obtained from alkenes by hydroformylation. Alkenes to be converted can be obtained, for example, by metathesis or oligomerization.
Алкилполиалкоксилаты могут быть получены из спиртов, которые взаимодействуют с пропиленоксидом и, необязательно, с этиленоксидом и/или высшим алкиленоксидом в любой последовательности. Реакцию можно провести с одним алкиленоксидом или - для получения блоков - с несколькими алкиленоксидами последовательно. Также можно использовать смеси алкиленоксидов различного состава или комбинировать получение блоков с квазистатистически распределенными последовательностями, которые образуются в соответствии с кинетикой реакции.Alkyl polyalkoxylates can be obtained from alcohols that react with propylene oxide and, optionally, with ethylene oxide and / or higher alkylene oxide in any sequence. The reaction can be carried out with one alkylene oxide or, to obtain blocks, with several alkylene oxides in series. You can also use mixtures of alkylene oxides of various compositions or combine the preparation of blocks with quasistatistically distributed sequences that are formed in accordance with the reaction kinetics.
Число алкоксигрупп ЕО, РО и АО равно от 1 до 16, в частности - от 2 до 16, и особо предпочтительно - от 3 до 16 или от 4 до 13, причем побочные продукты, которые не содержат алкоксигрупп (n=0), не включают в расчет среднего значения. Алкоксигруппы выбраны из:The number of alkoxy groups EO, PO and AO is from 1 to 16, in particular from 2 to 16, and particularly preferably from 3 to 16 or from 4 to 13, and by-products that do not contain alkoxy groups (n = 0) are not include in the calculation of the average value. Alkoxy groups selected from:
- от 1 до 16 пропоксигрупп (РО), в частности - от 3 до 16 или от 4 до 13, или от 3 до 10 пропоксигрупп,from 1 to 16 propoxy groups (PO), in particular from 3 to 16 or from 4 to 13, or from 3 to 10 propoxy groups,
и необязательно, дополнительно из одной или более из следующих групп:and optionally, additionally from one or more of the following groups:
- от 0 до 15 этоксигрупп, в частности - от 1 до 8 или от 1 до 3 этоксигрупп (ЕО), и/илиfrom 0 to 15 ethoxy groups, in particular from 1 to 8 or from 1 to 3 ethoxy groups (EO), and / or
- от 0 до 10 высших (С4-С12) алкоксигрупп (АО), в частности - от 0 до 5 или от 1 до 3 высших алкоксигрупп,from 0 to 10 higher (C 4 -C 12 ) alkoxy groups (AO), in particular from 0 to 5 or from 1 to 3 higher alkoxy groups,
и статистически распределены, образуют блоки, или и то, и другое. 0 означает, что указанные алкоксигруппы могут отсутствовать. В конечном итоге это означает, что в углеводородполиалкоксисульфаты со смешанными алкоксилатными группами всегда должна быть включена по меньшей мере одна пропоксигруппа, или что углеводородполиалкоксисульфат содержит исключительно пропоксигруппы.and are statistically distributed, form blocks, or both. 0 means that these alkoxy groups may be absent. Ultimately, this means that at least one propoxy group must always be included in hydrocarbon polyalkoxysulfates with mixed alkoxylate groups, or that the hydrocarbon polyalkoxysulfate contains exclusively propoxy groups.
Реакция спиртов с алкиленоксидами протекает в присутствии катализатора. В качестве катализаторов могут быть использованы классические основания, например, такие как NaOH, KOH, метилат натрия, или могут быть использованы катализаторы на основе биметаллических цианидов (DMC; от нем.: Doppelmetallcyanid). За счет целенаправленного использования катализаторов можно отрегулировать свойства продуктов алкилполиалкоксилатов или алкилполиалкоксисульфатов, что может быть выгодно использовано в самых разнообразных прикладных задачах.The reaction of alcohols with alkylene oxides proceeds in the presence of a catalyst. As the catalysts, classic bases can be used, for example, such as NaOH, KOH, sodium methylate, or bimetallic cyanide-based catalysts (DMC; from it: Doppelmetallcyanid) can be used. Due to the targeted use of catalysts, it is possible to adjust the properties of the products of alkyl polyalkoxylates or alkyl polyalkoxysulfates, which can be advantageously used in a wide variety of applications.
Сульфатирование алкилполиалкоксилатов может быть осуществлено стандартными способами, известными для сульфатов простых эфиров жирных спиртов, причем предпочтительно использование реакторов с падающей пленкой. В качестве сульфатирующих средств используют, например, олеум, хлорсульфоновую кислоту или, в частности, трехокись серы, причем последнюю используют, в частности, в разбавлении инертным газом. Образующийся полуэфир серной кислоты нестабилен, и поэтому он должен быть незамедлительно направлен в замкнутый процесс нейтрализации, в котором он взаимодействует с соответствующими безводными аминами или нейтрализуется соответствующими безводными аминами, в частности - алканоламинами, при высоком сдвиговом усилии. В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения температуру во время нейтрализации поддерживают в диапазоне от 45°С до 65°С, в частности - от 50°С до 60°С, при значении рН (в пересчете на 1 масс. % продукта в воде), лежащем в диапазоне от 7,5 до 10 (согласно стандарту DIN EN 1262:2004).Sulfation of alkyl polyalkoxylates can be carried out by standard methods known for sulfates of fatty alcohol ethers, and it is preferable to use reactors with a falling film. As sulphating agents, for example, oleum, chlorosulfonic acid or, in particular, sulfur trioxide are used, the latter being used, in particular, in dilution with an inert gas. The resulting semi-ester of sulfuric acid is unstable, and therefore it must be immediately sent to a closed neutralization process in which it interacts with the corresponding anhydrous amines or is neutralized by the corresponding anhydrous amines, in particular alkanolamines, with high shear. In a preferred embodiment of the present invention, the temperature during neutralization is maintained in the range from 45 ° C to 65 ° C, in particular from 50 ° C to 60 ° C, at a pH value (based on 1% by weight of the product in water), lying in the range from 7.5 to 10 (according to DIN EN 1262: 2004).
Посредством нейтрализации подходящими алкил-/алканоламинными соединениями получают безводную и, при определенных условиях, не содержащую растворителей, текучую при 25°С (комнатная температура) композицию. Алкилполиалкоксисульфоновую кислоту смешивают с аминными соединениями, предпочтительно в эквимолярном соотношении или с небольшим избытком аминных соединений, при этом значение рН устанавливают на нейтральном или слабощелочном уровне, что обеспечивается при избытке, лежащем в диапазоне от 0,1 молярного процента до 5 молярных процентов, предпочтительно - при избытке, лежащем в диапазоне от 0,1 молярного процента до 2 молярных процентов.By neutralizing with suitable alkyl / alkanolamine compounds, an anhydrous and, under certain conditions, solvent-free, flowable composition at 25 ° C (room temperature) is obtained. Alkylpolyalkoxysulfonic acid is mixed with amine compounds, preferably in an equimolar ratio or with a slight excess of amine compounds, while the pH is adjusted to a neutral or slightly alkaline level, which is ensured with an excess lying in the range from 0.1 molar percent to 5 molar percent, preferably with an excess lying in the range from 0.1 molar percent to 2 molar percent.
Полученная таким способом высококонцентрированная аминная соль алкилполиалкоксисульфата содержит небольшие доли спиртов, алкиленгликолей (в том числе сульфатированных), алкилполиалкоксилатов и других побочных продуктов. Доля несульфатированного материала (неионные вещества) в конечном продукте в характерном случае составляет от 0,1 масс. % до 10 масс. %, предпочтительно - от 0,5 масс. % до менее чем 5 масс. % (определена согласно стандарту DIN EN 13273).The highly concentrated amine salt of alkyl polyalkoxysulfate obtained in this way contains small proportions of alcohols, alkylene glycols (including sulfated ones), alkyl polyalkoxylates and other by-products. The proportion of non-sulfated material (non-ionic substances) in the final product in a typical case is from 0.1 mass. % to 10 mass. %, preferably from 0.5 wt. % to less than 5 mass. % (determined according to DIN EN 13273).
Содержание солей алкилполиалкоксисульфатов по настоящему изобретению в композициях составляет более 85 масс. %, в частности - более 90 масс. %, предпочтительно - более 95 масс. %.The salt content of the alkyl polyalkoxysulfates of the present invention in the compositions is more than 85 wt. %, in particular - more than 90 mass. %, preferably more than 95 mass. %
Текучесть при 25°С в контексте настоящего изобретения означает, что полученные композиции имеют вязкость менее 20000 мПа⋅с, предпочтительно - менее 10000 мПа⋅с, при температуре, равной 25°С, и скорости сдвига D=10 с-1. Вязкость определяют реометром с геометрией типа «конус-плоскость» согласно стандарту DIN 53019. Текучесть при другой температуре, например - при 15°С, в контексте настоящего изобретения означает, что такие же значения вязкости получают при соответствующей другой температуре, например - при 15°С.The fluidity at 25 ° C in the context of the present invention means that the compositions obtained have a viscosity of less than 20,000 mPa⋅s, preferably less than 10,000 mPa⋅s, at a temperature of 25 ° C and a shear rate of D = 10 s -1 . Viscosity is determined by a cone-plane geometry rheometer according to DIN 53019. Flowability at a different temperature, for example at 15 ° C, in the context of the present invention means that the same viscosity values are obtained at a different temperature, for example at 15 ° FROM.
Желательно еще больше снизить вязкость алкил-/алканоламинных солей алкилполиалкоксисульфатов, что может быть обеспечено за счет добавления подходящих растворителей (кроме воды), например - гликолей, например - этандиола, 1,2-пропандиола, других полиолов или их смесей.It is desirable to further reduce the viscosity of the alkyl / alkanolamine salts of alkyl polyalkoxysulfates, which can be achieved by adding suitable solvents (except water), for example, glycols, for example, ethanediol, 1,2-propanediol, other polyols or mixtures thereof.
Для определения стабильности при хранении (устойчивости к гидролизу) продукты помещают в стеклянный резервуар, газовое пространство над продуктом продувают азотом и герметично закупоривают резервуар. Многочисленные закупоренные резервуары, заполненные продуктом, хранят при соответствующих температурах в коммерчески доступном термостате. По истечении определенного промежутка времени резервуары вынимают и определяют изменение рН и кислотное число в мг КОН/г посредством титрования.To determine storage stability (resistance to hydrolysis), the products are placed in a glass tank, the gas space above the product is purged with nitrogen and the tank is hermetically sealed. Numerous sealed reservoirs filled with product are stored at appropriate temperatures in a commercially available thermostat. After a certain period of time, the tanks are removed and the pH change and acid number in mg KOH / g are determined by titration.
Безводные аминные соли алкилполиалкоксисульфатов по настоящему изобретению при хранении при температурах, превышающих 50°С или даже 70°С, после хранения в течение 3 месяцев или даже 6 месяцев не проявляют снижения значения рН ниже 6 и, соответственно, особенно хорошо устойчивы к гидролизу. В противоположность этому, водные растворы солей алкилполиалкоксисульфатов, нейтрализованных едкими щелочами и аммиаком, при хранении при 30°С уже через период, лежащий в диапазоне от 7 дней до 14 дней, подвергаются гидролизу, значение рН за этот период снижается до значений, лежащих ниже 3, иногда - до рН ниже 2.Anhydrous amine salts of the alkyl polyalkoxysulfates of the present invention, when stored at temperatures exceeding 50 ° C or even 70 ° C, after storage for 3 months or even 6 months, do not show a decrease in pH below 6 and, accordingly, are particularly well resistant to hydrolysis. In contrast, aqueous solutions of salts of alkylpolyalkoxysulfates neutralized with caustic alkalis and ammonia, when stored at 30 ° C after a period ranging from 7 days to 14 days, are hydrolyzed, the pH during this period decreases to values below 3 , sometimes up to a pH below 2.
Высококонцентрированные безводные и, необязательно, не содержащие растворителей аминные соли алкилполиалкоксисульфатов легко можно разбавить водой. В процессе разбавления неожиданно не образуются высоковязкие гелевые фазы, которые образуются при разбавлении 70%-ных водных композиций, содержащих алкилполиалкоксисульфаты, нейтрализованные гидроксидами щелочных металлов или аммиаком. Разбавление высококонцентрированных безводных аминных солей алкилполиалкоксисульфатов по настоящему изобретению водой при температуре, лежащей в диапазоне от 35°С до 45°С, в частности - около 40°С, происходит особенно быстро и с затратой малого количества энергии, то есть его легко можно провести при перемешивании с низкой скоростью сдвига. Это обеспечивает значительное преимущество, так как делает ненужным применение дорогостоящих установок для разбавления или специальных смесителей.Highly concentrated anhydrous and optionally solvent free amine salts of alkyl polyalkoxysulfates can easily be diluted with water. During the dilution process, unexpectedly, highly viscous gel phases do not form, which are formed upon dilution of 70% aqueous compositions containing alkylpolyalkoxysulfates neutralized with alkali metal hydroxides or ammonia. The dilution of the highly concentrated anhydrous amine salts of the alkyl polyalkoxysulfates of the present invention with water at a temperature ranging from 35 ° C to 45 ° C, in particular about 40 ° C, is particularly fast and requires a small amount of energy, i.e. it can be easily carried out at stirring at a low shear rate. This provides a significant advantage, since it makes unnecessary the use of expensive dilution plants or special mixers.
Для определения разбавляемости продукт при 25°С смешивают с водой в таких соотношениях, чтобы получить соответствующие растворы с определенными концентрациями анионных активных веществ. Это осуществляют посредством добавления поверхностно-активного вещества в дистиллированную воду при 25°С при перемешивании вручную шпателем или стеклянной палочкой. Если это происходит без образования гелевых фаз, которые невозможно перемешать или смешать вручную, то продукт по определению является легко разбавляемым.To determine the dilutability, the product at 25 ° C is mixed with water in such proportions as to obtain appropriate solutions with specific concentrations of anionic active substances. This is accomplished by adding a surfactant to distilled water at 25 ° C. with manual stirring with a spatula or glass rod. If this occurs without the formation of gel phases that cannot be mixed or mixed manually, the product is by definition readily dilutable.
В случае нижнего значения температуры текучести, лежащего ниже 10°С, в частности - ниже 0°С, возможны хранение или транспортировка при низких температурах с сохранением текучего состояния. Температуру текучести алкил-/алканоламинных солей алкилполиалкоксисульфатов определяют согласно стандарту ASTM D97-09, при этом продукт охлаждают ступенями по 3°С. Если через 10 минут при определенной температуре продукт при опрокидывании резервуара в горизонтальное положение не вытекает в течение 5 секунд, то значение, превышающее эту температуру на 3°С, принимают за температуру текучести.In the case of a lower value of the pour point below 10 ° C, in particular below 0 ° C, storage or transportation at low temperatures while maintaining a fluid state are possible. The pour point of the alkyl / alkanolamine salts of the alkyl polyalkoxysulfates is determined according to ASTM D97-09, while the product is cooled in steps of 3 ° C. If after 10 minutes at a certain temperature the product does not leak out for 5 seconds when the tank is tipped over into a horizontal position, then a value exceeding this temperature by 3 ° C is taken as the pour point.
Высококонцентрированные безводные и, при определенных условиях, не содержащие растворителей аминные соли алкилполиалкоксисульфатов после разбавления водой вследствие их более высокой стабильности по сравнению с солями щелочных металлов или аммониевыми солями, в частности - температурной стабильности, предпочтительны для применения на месторождениях нефти с целью улучшенной добычи нефти, например - для затопления растворами поверхностно-активных веществ подземных нефтеносных пластов или для так называемого «изменения смачиваемости» (от англ.: «wettability alteration») или для извлечения углеводородов из нефтеносных песков или других поверхностей или материалов, содержащих углеводороды.Highly concentrated anhydrous and, under certain conditions, solvent-free amine salts of alkylpolyalkoxysulfates after dilution with water due to their higher stability compared to alkali metal salts or ammonium salts, in particular temperature stability, are preferred for use in oil fields with the aim of improved oil production, for example, for flooding solutions of surfactants in underground oil formations or for the so-called “change in wettability” and "(from the English:" wettability alteration ") or for the extraction of hydrocarbons from oil sands or other surfaces or materials containing hydrocarbons.
Пригодность и применение солей углеводородполиалкоксисульфатов для обработки продуктивных пластов нефтяных месторождений или для извлечения углеводородов из нефтеносных песков или других поверхностей была продемонстрирована в различных документах предшествующего уровня техники, например, таких как US 4293428. Несмотря на то, что композиции, представленные в патенте US 4292428 не проявляют термостабильности и устойчивости к гидролизу, сравнимой с композициями настоящего изобретения, из результатов, представленных в документе US 4292428 (примеры, демонстрирующие введение микроэмульсии в физические ядра песчаника, см. столбец 19, строка 60 и далее, с учетом обобщения информации, представленной во всем этом документе), следует что эти такие типы композиций идеально подходят для использования в области повышения нефтеотдачи пластов (EOR).The suitability and use of hydrocarbon polyalkoxysulphate salts for treating reservoirs of oil fields or for recovering hydrocarbons from oil sands or other surfaces has been demonstrated in various prior art documents, for example, such as US Pat. No. 4,293,428. Despite the fact that the compositions presented in US Pat. No. 4,292,428 do not exhibit thermal stability and resistance to hydrolysis, comparable with the compositions of the present invention, from the results presented in document US 4292428 (examples, demonstrating the introduction of microemulsions into the physical sandstone cores, see column 19, line 60 onwards, given the generalization of the information provided throughout this document), it follows that these types of compositions are ideal for use in enhanced oil recovery (EOR).
Поэтому в одном из аспектов настоящее изобретение относится к применению солей углеводородполиалкоксисульфатов с формулойTherefore, in one aspect, the present invention relates to the use of salts of hydrocarbonpolyalkoxysulfates with the formula
для обработки продуктивных пластов нефтяных месторождений или для извлечения углеводородов из нефтеносных песков или других поверхностей или материалов, содержащих углеводороды, причемfor treating productive formations of oil fields or for the extraction of hydrocarbons from oil sands or other surfaces or materials containing hydrocarbons,
общее число n алкоксигрупп ЕО, РО, АО лежит в диапазоне от 1 до 16,the total number n of alkoxy groups EO, PO, AO lies in the range from 1 to 16,
и алкоксигруппы выбраны из:and alkoxy groups selected from:
- от 1 до 16 или от 4 до 13 пропоксигрупп (РО)- from 1 to 16 or from 4 to 13 propoxy groups (PO)
и, необязательно, одной или более из группand optionally one or more of the groups
- от 0 до 15 этоксигрупп (ЕО), иfrom 0 to 15 ethoxy groups (EO), and
- от 0 до 5 алкиленоксигрупп (АО), содержащих от 4 до 12 атомов углерода,- from 0 to 5 alkyleneoxy groups (AO) containing from 4 to 12 carbon atoms,
и группы статистически распределены или сгруппированы в блоки, или и то, и другое; иand groups are statistically distributed or grouped into blocks, or both; and
один, два или три из заместителей R1, R2 и R3 независимо друг от друга выбраны из группы, содержащей:one, two or three of the substituents R 1 , R 2 and R 3 are independently selected from the group consisting of:
- алкилы, содержащие от 1 до 14 атомов углерода,- alkyls containing from 1 to 14 carbon atoms,
- алкенилы, содержащие от 3 до 18 атомов углерода,- alkenyls containing from 3 to 18 carbon atoms,
- гидроксиалкилы, содержащие 3 или 4 атома углерода,- hydroxyalkyls containing 3 or 4 carbon atoms,
- два или три заместителя являются гидроксиалкилами, содержащими 2 атома углерода,- two or three substituents are hydroxyalkyl containing 2 carbon atoms,
- и их смеси,- and mixtures thereof,
причем гидроксиалкил может быть алкоксилирован, иmoreover, hydroxyalkyl can be alkoxylated, and
при этом каждый из остальных заместителей представляет собой водород; иwherein each of the remaining substituents is hydrogen; and
заместители R4 являются одним или более различными углеводородами, содержащими от 10 до 36 атомов углерода.R 4 substituents are one or more different hydrocarbons containing from 10 to 36 carbon atoms.
Повышенная температурная стабильность в водном растворе обнаруживается и у таких нейтрализованных аминами алкилполиалкоксисульфатов, которые в безводной форме при комнатной температуре не являются текучими и пригодными для перекачивания насосами. Они также пригодны для применения на месторождениях нефти с целью улучшенной добычи нефти или для извлечения углеводородов из нефтеносных песков или других поверхностей или материалов, содержащих углеводороды.Increased temperature stability in an aqueous solution is also found in amine neutralized polypolyalkoxysulfates, which in anhydrous form at room temperature are not fluid and suitable for pumping. They are also suitable for use in oil fields for improved oil production or for the extraction of hydrocarbons from oil sands or other surfaces or materials containing hydrocarbons.
Под первичной добычей нефти понимают добычу нефти за счет собственного давления в нефтеносном пласте. Посредством первичной добычи, в зависимости от месторождения, часто удается добыть всего от примерно 5% до примерно 10% от количества нефти, содержащегося в нефтеносном пласте, после чего собственное давление снижается так, что добыча становится невозможной.Primary oil production is understood as oil production due to its own pressure in the oil reservoir. Through primary production, depending on the field, it is often possible to produce only about 5% to about 10% of the amount of oil contained in the oil reservoir, after which the inherent pressure is reduced so that production becomes impossible.
При вторичной добыче в месторождения нагнетают жидкость под давлением, чтобы поддержать давление или снова его увеличить. За счет нагнетания воды через так называемые инжекционные скважины нефть медленно выдавливается через пустоты в геологической формации в направлении продуктивной буровой скважины. Более вязкое масло проталкивается водой до тех пор, пока пустоты не будут полностью заполнены нефтью. Начиная с того момента, когда низковязкая вода прорывается в пустоты, она течет по пути наименьшего сопротивления, то есть через сформированный канал, и больше не проталкивает нефть перед собой. Различная полярность нефти и воды обуславливает высокую энергию поверхности раздела или поверхностное натяжение на поверхности раздела. Поэтому образуются минимальные поверхности контакта обеих жидкостей, что приводит к образованию шарообразных капель нефти, которые не могут пройти через тонкие капилляры в породе нефтеносного пласта. Нефть в дискретной форме (отдельные шарообразные капли) задерживается в капиллярах. Первичный и вторичный способы добычи в характерном случае позволяют добыть лишь от примерно 20% до примерно 40% от количества нефти, содержащегося в нефтеносном пласте.In secondary production, pressurized liquid is injected into the fields to maintain pressure or increase it again. Due to the injection of water through the so-called injection wells, oil is slowly squeezed out through the voids in the geological formation in the direction of the productive borehole. A more viscous oil is pushed with water until the voids are completely filled with oil. Starting from the moment when low-viscosity water breaks into voids, it flows along the path of least resistance, that is, through a formed channel, and no longer pushes oil in front of it. The different polarity of the oil and water causes a high energy of the interface or surface tension at the interface. Therefore, minimal contact surfaces of both fluids are formed, which leads to the formation of spherical droplets of oil that cannot pass through thin capillaries in the rock of the oil reservoir. Oil in a discrete form (individual spherical droplets) is retained in the capillaries. Primary and secondary methods of production in a typical case allow you to produce only from about 20% to about 40% of the amount of oil contained in the oil reservoir.
Термины «повышение нефтеотдачи пластов (EOR; от англ.: Enhanced Oil Recovery)» или «эффективная нефтедобыча (IOR; от англ.: Improved Oil Recovery) или (в немецком языке) «третичная добыча нефти», далее сокращенно обозначаемые как EOR, относятся к способам увеличения количества сырой нефти, которое можно извлечь из подземного пласта, например - из месторождения нефти. EOR можно также назвать более эффективной нефтедобычей по сравнению с только первичной или первичной и вторичной нефтедобычей. Посредством EOR в характерном случае можно извлечь из резервуара от примерно 40% до примерно 60% сырой нефти, оставшейся после первичной добычи.The terms "enhanced oil recovery (EOR; from English: Enhanced Oil Recovery)" or "effective oil production (IOR; from English: Improved Oil Recovery) or (in German)" tertiary oil production ", hereinafter abbreviated as EOR, relate to methods for increasing the amount of crude oil that can be extracted from an underground reservoir, for example, from an oil field. EOR can also be called more efficient oil production compared to only primary or primary and secondary oil production. By means of an EOR, in a typical case, about 40% to about 60% of the crude oil remaining after primary production can be recovered from the reservoir.
EOR можно обеспечить различными способами, например - нагнетанием газов, способных смешиваться с нефтью (включая инжекцию диоксида углерода), нагнетанием химических веществ (включая полимерное заводнение и/или щелочное заводнение и/или заводнение с применением поверхностно-активных веществ или их комбинации, включая «изменение смачиваемости» (изменение смачиваемости поверхности горных пород), нагнетанием углекислотной пены, микробной инжекцией или термической нефтедобычей (которая включает циклическое нагнетание пара), нагнетанием пара и созданием внутрипластового очага горения. Кроме того, можно отбирать нефть из нефтеносных и битуминозных песков или других смоченных нефтью поверхностей посредством их обработки водными растворами нейтрализованных аминами алкилполиалкоксисульфатов.EOR can be provided in a variety of ways, for example by injecting gases that are miscible with oil (including carbon dioxide injection), injecting chemicals (including polymer flooding and / or alkaline flooding and / or flooding using surfactants, or a combination thereof, including " change in wettability ”(change in wettability of a rock surface), injection of carbon dioxide foam, microbial injection or thermal oil production (which includes cyclic injection of steam), injection of steam In addition, it is possible to select oil from oil and tar sands or other surfaces moistened with oil by treating them with aqueous solutions of amine neutralized alkyl polyalkoxysulfates.
Нагнетание щелочных водных растворов в нефтеносные пласты, в которых нефть содержит природные органические кислоты, приводит к образованию мыл. Эти мыла снижают граничное поверхностное натяжение и поэтому могут повышать нефтедобычу. Некоторые виды сырой нефти содержат карбоновые кислоты с, например, алкильными цепями, содержащими от 11 до 20 атомов углерода, нафтеновые кислоты и другие. Повышение добычи таких «химически активных» видов нефти может быть обеспечено за счет применения щелока (например, NaOH или Na2CO3) в композиции поверхностно-активных веществ. Нагнетание разбавленного раствора водорастворимого полимера, который повышает вязкость инжектированной воды и выравнивает ее с вязкостью сырой нефти в пласте, может повысить добычу нефти из геологических формаций с достаточной проницаемостью.The injection of alkaline aqueous solutions into oil reservoirs in which the oil contains natural organic acids leads to the formation of soaps. These soaps reduce the boundary surface tension and therefore can increase oil production. Some types of crude oil contain carboxylic acids with, for example, alkyl chains containing from 11 to 20 carbon atoms, naphthenic acids and others. An increase in the production of such “chemically active” types of oil can be achieved through the use of liquor (for example, NaOH or Na 2 CO 3 ) in the composition of surfactants. Injecting a dilute solution of a water-soluble polymer that increases the viscosity of the injected water and aligns it with the viscosity of the crude oil in the reservoir can increase oil production from geological formations with sufficient permeability.
Для более эффективной добычи нефти из нефтеносных пластов с более низкой проницаемостью («плотных пластов») предложен, например, способ так называемого «изменения смачиваемости». При этом с помощью поверхностно-активных веществ, которые нагнетают в форме разбавленного водного раствора, изменяют смачиваемость горных пород от смачивания нефтью до смачивания водой, за счет чего мобилизуется дополнительная нефть.For a more efficient oil production from oil-bearing formations with lower permeability (“tight formations”), for example, a method of the so-called “wettability change” has been proposed. At the same time, with the help of surfactants, which are injected in the form of a dilute aqueous solution, the wettability of rocks is changed from wetting with oil to wetting with water, due to which additional oil is mobilized.
На сырую нефть действуют вязкостные и капиллярные силы, причем соотношение этих двух сил определяет микроскопическое извлечение нефти. Действие этих сил описывается безразмерным параметром - так называемым капиллярным числом N. Это отношение вязкостных сил (произведение скорости и вязкости нагнетаемой фазы) к капиллярным силам (произведение поверхностного натяжения на границе раздела нефти и воды и смачивания породы):Viscous and capillary forces act on crude oil, and the ratio of these two forces determines the microscopic extraction of oil. The action of these forces is described by a dimensionless parameter - the so-called capillary number N. This is the ratio of viscous forces (product of velocity and viscosity of the injected phase) to capillary forces (product of surface tension at the oil-water interface and rock wetting):
μ - это вязкость мобилизующей сырую нефть текучей среды, V - скорость Дарси (поток через единицу площади), σ - поверхностное натяжение на границе раздела между мобилизующей нефть текучей средой и нефтью и θ - угол контакта между сырой нефтью и горной породой (С. Melrose, C.F. Brandner, J. Canadian Petr. Techn. 58, Oct. Dez. 1974). Чем больше капиллярное число, тем больше мобилизация нефти и уровень удаления нефти.μ is the viscosity of the fluid mobilizing crude oil, V is the Darcy velocity (flow through unit area), σ is the surface tension at the interface between the fluid mobilizing oil and oil, and θ is the contact angle between crude oil and rock (C. Melrose CF Brandner, J. Canadian Petr. Techn. 58, Oct. Dez. 1974). The larger the capillary number, the greater the mobilization of oil and the level of oil removal.
Известно, что капиллярное число в конце вторичной нефтедобычи составляет порядка 10-6, и что необходимо повысить капиллярное число примерно до диапазона от примерно 10-3 до примерно 10-2, чтобы получить возможность мобилизовать дополнительное количество сырой нефти.It is known that the capillary number at the end of the secondary oil production is about 10 -6 , and that it is necessary to increase the capillary number to about the range from about 10 -3 to about 10 -2 in order to be able to mobilize additional crude oil.
Например, можно снизить поверхностное натяжение σ на границе раздела между сырой нефтью и водной фазой за счет добавления подходящих поверхностно-активных веществ, которое известно также под названием «нагнетания с применением поверхностно-активных веществ». Для этого, в частности, пригодны поверхностно-активные вещества, которые способны снижать σ до значений не более 0,01 мН/м (ультранизкое межфазное поверхностное натяжение).For example, it is possible to reduce the surface tension σ at the interface between the crude oil and the aqueous phase by adding suitable surfactants, which is also known as “surfactant injection”. For this, in particular, surfactants are suitable that can reduce σ to values of not more than 0.01 mN / m (ultra-low interfacial surface tension).
Особые композиции поверхностно-активных веществ с водой и нефтью образуют микроэмульсию (типа Винзор III). Возникновение определенных фазовых состояний определяется внутренними (состав) и внешними (такими как температура и соленость) параметрами, причем последние, как правило, определяются геологическими условиями в нефтяном пласте. Фазовое состояние типа Винзор III, также называемое трехфазной микроэмульсией (причем собственно микроэмульсия является средней фазой, сопровождаемой водной и нефтяной избыточными фазами), отличается экстремально низкими значениями поверхностного натяжения на границе раздела фаз (IFT; от англ.: interfacial tension). Поэтому это состояние называют «оптимальным», а соответствующие параметры - «оптимальной соленостью» или «оптимальной температурой».Specific surfactant compositions with water and oil form a microemulsion (such as Winsor III). The occurrence of certain phase states is determined by internal (composition) and external (such as temperature and salinity) parameters, the latter being, as a rule, determined by geological conditions in the oil reservoir. A phase state of the Winsor III type, also called a three-phase microemulsion (where the microemulsion itself is the middle phase, accompanied by water and oil excess phases), is characterized by extremely low surface tension at the phase boundary (IFT; from English: interfacial tension). Therefore, this condition is called “optimal”, and the corresponding parameters are called “optimal salinity” or “optimal temperature”.
Аминные соли алкилполиалкоксисульфатов в контексте EOR-применения неожиданно продемонстрировали такие же пары OS*/OT* (ОТ = оптимальная температура; от нем.: Optimale Temperatur; OS = оптимальная соленость; от нем.: Optimale 
Обычно температуры в месторождениях лежат в диапазоне от примерно 30°С до примерно 130°С в присутствии очень соленой воды. Если имеющаяся в распоряжении вода содержит много ионов кальция и магния, то добавленная щелочь может вызвать выпадение в осадок катионов, таких как Са2+ или Mg2+. Чтобы предотвратить такое выпадение, необходимо добавление к композиции поверхностно-активных веществ хелатообразователей, например - ЭДТА. Альтернативно, можно также использовать способы снижения жесткости воды для регенерации нагнетаемой воды. Альтернативно можно также использовать поверхностно-активные вещества, которые растворимы в обладающей высокой соленостью пластовой воде (нагнетаемой воде).Typically, the temperatures in the deposits range from about 30 ° C to about 130 ° C in the presence of very salt water. If available water contains a lot of calcium and magnesium ions, then the added alkali can cause precipitation of cations, such as Ca 2+ or Mg 2+ . To prevent this loss, it is necessary to add chelating agents to the composition, for example, EDTA. Alternatively, methods for reducing water hardness can also be used to regenerate injected water. Alternatively, surfactants that are soluble in highly saline formation water (injection water) can also be used.
Для применения в третичной нефтедобыче необходима высокая долгосрочная стабильность поверхностно-активных веществ в условиях, имеющихся в месторождениях, так как скорость перемещения в пласте часто составляет менее 1 м/день. В зависимости от расстояния между нагнетательной и продуктивной скважинами, сроки нахождения поверхностно-активных веществ в нефтяном месторождении могут быть равными нескольким месяцам.For use in tertiary oil production, high long-term stability of surfactants is required under the conditions in the fields, as the velocity of movement in the formation is often less than 1 m / day. Depending on the distance between the injection and production wells, the residence time of surfactants in an oil field can be several months.
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ПРИМЕРЫEXPERIMENTAL EXAMPLES
ПРИМЕР аEXAMPLE a
Реакцию разветвленного первичного С12/С13 спирта (ISALCHEM® 123) провели с KOH в качестве катализатора и 8 молями пропиленоксида при температурах от 130°С до 165°С и давлении в диапазоне от 2 бар до 3 бар в автоклаве с мешалкой. Полученный алкоксид (ISALCHEM® 123 + 8РО (ОН-число: 83,2 мг КОН/г, вода: 0,03%, молекулярная масса: 674,3 г/моль) сульфатировали в аппарате для сульфатирования непрерывного действия (реактор с падающей пленкой производства компании BALLESTRA). На катализаторе на основе V2O5 при высокой температуре газообразный SO2 преобразовали в SO3. Газ охладили и разбавили воздухом (температура таяния -60°С). Доля SO3 в воздухе была равна 7 об. %.The reaction of a branched primary C 12 / C 13 alcohol (ISALCHEM ® 123) was carried out with KOH as a catalyst and 8 moles of propylene oxide at temperatures from 130 ° C to 165 ° C and a pressure in the range from 2 bar to 3 bar in an autoclave with a stirrer. The resulting alkoxide (ISALCHEM ® 123 + 8PO (OH number: 83.2 mg KOH / g, water: 0.03%, molecular weight: 674.3 g / mol) was sulfated in a continuous sulfation apparatus (falling film reactor manufactured by BALLESTRA.) On a V 2 O 5 -based catalyst, at high temperature, gaseous SO 2 was converted to SO 3. The gas was cooled and diluted with air (melting temperature -60 ° C). The proportion of SO 3 in air was 7 vol.%.
В реакторе с падающей пленкой с распределителем провели реакцию пропоксилированного спирта со смесью SO3 и воздуха. Реакционный газ протекал через реактор с падающей пленкой с высокой скоростью и создавал при контакте с пропоксилированным спиртом сильные турбулентности. За счет этого обеспечивался интенсивный обмен веществами. Интенсивное охлаждение реактора с падающей пленкой обеспечивало отведение теплоты реакции. На выходе реактора с падающей пленкой провели разделение газа и жидкости. Жидкую фазу подавали для нейтрализации, газовую фазу - для переработки отходящего газа.In a falling film reactor with a distributor, propoxylated alcohol was reacted with a mixture of SO 3 and air. The reaction gas flowed through the falling film reactor at high speed and created strong turbulences upon contact with propoxylated alcohol. Due to this, an intensive metabolism was ensured. Intensive cooling of the falling-film reactor provided the removal of the heat of reaction. At the exit of the falling film reactor, gas and liquid were separated. The liquid phase was fed to neutralize, the gas phase was used to process the exhaust gas.
MIPA в стехиометрических количествах непрерывно подавали в качестве нейтрализующего средства. Одновременно продукт гомогенизировали в процессе циркуляции через смесительное устройство с высоким сдвиговым усилием. Из нейтрализационного контура непрерывно извлекали готовый продукт. Вещества из Примеров b-k получили в соответствии с приведенным выше описанием опыта и преобразовали в соответствующие алкогольпропоксисульфатные соли:MIPA in stoichiometric amounts was continuously fed as a neutralizing agent. At the same time, the product was homogenized during circulation through a high shear mixing device. The finished product was continuously extracted from the neutralization loop. The substances from Examples b-k were obtained in accordance with the above description of the experiment and converted into the corresponding alcohol propoxysulfate salts:
b) сульфат разветвленного первичного С12/С13-спирта (ISALCHEM® 123), содержащий в среднем 8 пропоксильных групп, с TIPA;b) branched primary C 12 / C 13 alcohol sulfate (ISALCHEM ® 123) containing an average of 8 propoxyl groups, with TIPA;
c) сульфат разветвленного первичного С12/С13-спирта (ISALCHEM® 123), содержащий в среднем 8 пропоксильных групп, с монооктиламином;c) branched primary C 12 / C 13 alcohol sulfate (ISALCHEM ® 123) containing an average of 8 propoxyl groups with mono octylamine;
d) сульфат разветвленного первичного С14/С15-спирта (ISALCHEM® 145), содержащий в среднем 4 РО-группы, с MIPA;d) branched primary C 14 / C 15 alcohol sulfate (ISALCHEM ® 145) containing on average 4 PO groups, with MIPA;
e) сульфат разветвленного первичного С14/С15-спирта (ISALCHEM® 145), содержащий в среднем 4 РО-группы, с TIPA;e) sulfate branched primary C 14 / C 15 -alcohol (ISALCHEM ® 145) containing an average of 4 PO groups with TIPA;
f) сульфат разветвленного первичного С14/С15-спирта (ISALCHEM® 145), содержащий в среднем 4 РО-группы, с DEA;f) sulfate branched primary C 14 / C 15 -alcohol (ISALCHEM ® 145) containing an average of 4 PO groups with DEA;
g) сульфат частично разветвленного первичного С16/C17-спирта (LIAL® 167), содержащий в среднем 4 РО-группы, с MIPA;g) partially branched primary C 16 / C 17 alcohol sulphate (LIAL ® 167) containing on average 4 PO groups, with MIPA;
h) сульфат линейного С12/С14-спирта, содержащий в среднем 9 РО-групп, с MIPA, иh) a linear C 12 / C 14 alcohol sulfate containing on average 9 PO groups with MIPA, and
i) сульфат линейного С12/С14-спирта, содержащий в среднем 7 РО-групп, с TIPA.i) a linear C 12 / C 14 alcohol sulfate containing on average 7 PO groups with TIPA.
В качестве сравнительных примеров согласно приведенному выше описанию опыта получили следующие соединения/смеси соединений:As comparative examples, according to the above description of the experience received the following compounds / mixtures of compounds:
j) разветвленный С24-спирт (ISOFOL® 24) (без РО-групп) с MIPA, иj) a branched C 24 alcohol (ISOFOL ® 24) (without PO groups) with MIPA, and
k) разветвленный С24-спирт (ISOFOL® 24) (без РО-групп) с TIPA.k) branched C 24 alcohol (ISOFOL ® 24) (without PO groups) with TIPA.
Аналоги соединений из примеров a-k, которые были нейтрализованы NaOH вместо аминов по настоящему изобретению и затем обезвожены, при 25°С являются твердыми веществами. Полученные композиции и свойства приведены в Таблице 1.Analogs of the compounds of Examples a-k that were neutralized with NaOH instead of the amines of the present invention and then dehydrated at 25 ° C. are solids. The resulting compositions and properties are shown in Table 1.
В Таблице 2 приведены значения рН 10%-ных водных растворов указанных соединений до и после хранения при 70°С. Степень снижения значения рН является мерой гидролиза.Table 2 shows the pH values of 10% aqueous solutions of these compounds before and after storage at 70 ° C. The degree of decrease in pH is a measure of hydrolysis.
Для того чтобы сделать вывод относительно стабильности при хранении в имитированных условиях применения, были получены следующие композиции, каждая из которых содержала:In order to draw a conclusion regarding storage stability under simulated conditions of use, the following compositions were obtained, each of which contained:
1% поверхностно-активного вещества в пересчете на активное вещество в полностью обессоленной воде1% surfactant in terms of active substance in completely desalted water
+ 0,1% полимера «Flopaam® 3330S» (производства компании SNF SAS - Франция)+ 0.1% Flopaam ® 3330S polymer (manufactured by SNF SAS - France)
+ 2% NaCl,+ 2% NaCl,
значение рН доводили до 10,0 с использованием NaOH или Na2CO3,the pH was adjusted to 10.0 using NaOH or Na 2 CO 3 ,
выдерживали композиции при определенной температуре в течение указанного ниже периода времени иkept the composition at a certain temperature for the period indicated below and
измеряли значение рН как меру разложения алкилполиалкоксисульфата/сульфата простого эфира спирта.measured the pH value as a measure of the decomposition of alkylpolyalkoxysulfate / sulfate ether ether.
Результаты приведены в Таблицах 3 и 4.The results are shown in Tables 3 and 4.
Claims (116)
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| DE102013100789.9A DE102013100789A1 (en) | 2013-01-25 | 2013-01-25 | Highly concentrated anhydrous amine salts of hydrocarbon alkoxysulfates and use and method using aqueous dilutions thereof |
| DE102013100789.9 | 2013-01-25 | ||
| PCT/DE2014/000026 WO2014114287A1 (en) | 2013-01-25 | 2014-01-24 | Highly concentrated, water-free amine salts of hydrocarbon alkoxysulfates and use and method using aqueous dilutions of the same |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015134762A RU2015134762A (en) | 2017-03-02 |
| RU2656322C2 true RU2656322C2 (en) | 2018-06-04 |
Family
ID=50002680
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015134762A RU2656322C2 (en) | 2013-01-25 | 2014-01-24 | Highly concentrated, water-free amine salts of hydrocarbon alkoxysulfates and use and method using aqueous dilutions of the same |
| RU2015134764A RU2648771C2 (en) | 2013-01-25 | 2014-01-24 | Highly concentrated, anhydrous amine salts of hydrocarbon alkoxy sulfates, use thereof and method using aqueous solutions thereof |
Family Applications After (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015134764A RU2648771C2 (en) | 2013-01-25 | 2014-01-24 | Highly concentrated, anhydrous amine salts of hydrocarbon alkoxy sulfates, use thereof and method using aqueous solutions thereof |
Country Status (14)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US9758718B2 (en) |
| EP (2) | EP2948522B1 (en) |
| CN (2) | CN104981530B (en) |
| AU (2) | AU2014210175B2 (en) |
| CA (2) | CA2896321C (en) |
| DE (1) | DE102013100789A1 (en) |
| DK (2) | DK2948522T3 (en) |
| ES (2) | ES2672443T3 (en) |
| MX (2) | MX2015009379A (en) |
| NO (1) | NO3062775T3 (en) |
| RU (2) | RU2656322C2 (en) |
| TR (1) | TR201807905T4 (en) |
| WO (2) | WO2014114459A1 (en) |
| ZA (1) | ZA201504631B (en) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US11001747B2 (en) * | 2017-10-06 | 2021-05-11 | Dow Global Technologies Llc | Alkanolamine and glycol ether composition for enhanced extraction of bitumen |
| AR118835A1 (en) * | 2019-05-03 | 2021-11-03 | Sasol Performance Chemicals Gmbh | INJECTION FLUIDS COMPRISING ANIONIC SURFACTANTS AND ALCOXYLATED ALCOHOLS AND THE USE OF SUCH FLUIDS IN ENHANCED OIL RECOVERY PROCESSES |
| WO2021148304A1 (en) * | 2020-01-23 | 2021-07-29 | Basf Se | Ppo formulations containing ether sulfates |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4017405A (en) * | 1973-03-26 | 1977-04-12 | Union Oil Company Of California | Soluble oil composition |
| US4477372A (en) * | 1982-05-13 | 1984-10-16 | Henkel Corporation | Anionic nonionic surfactant mixture |
| EP0167337A2 (en) * | 1984-06-25 | 1986-01-08 | Atlantic Richfield Company | Alkoxylated ether sulfate anionic surfactants |
| US4703797A (en) * | 1983-12-28 | 1987-11-03 | Cities Service Co. | Sweep improvement in enhanced oil recovery |
| EP0656416A1 (en) * | 1993-12-02 | 1995-06-07 | Hüls Aktiengesellschaft | Tenside concentrates as base tensides for concentrated liquid compositions |
| RU2453576C2 (en) * | 2005-12-07 | 2012-06-20 | Акцо Нобель Н.В. | High temperature lubricating agent for updating viscosity of low- and high-density brines |
Family Cites Families (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3990515A (en) * | 1974-12-24 | 1976-11-09 | Sun Oil Co | Waterflooding process with recovery of lost surfactant |
| GB1504789A (en) | 1975-12-02 | 1978-03-22 | British Petroleum Co | Hydrocarbon/water mixtures |
| US4113011A (en) | 1977-03-07 | 1978-09-12 | Union Oil Company Of California | Enhanced oil recovery process |
| US4293428A (en) | 1978-01-18 | 1981-10-06 | Exxon Production Research Company | Propoxylated ethoxylated surfactants and method of recovering oil therewith |
| US4265264A (en) | 1979-04-30 | 1981-05-05 | Conoco, Inc. | Method of transporting viscous hydrocarbons |
| US4524002A (en) | 1983-02-23 | 1985-06-18 | Gaf Corporation | Foaming agent |
| JPS59185286A (en) * | 1983-04-04 | 1984-10-20 | ライオン株式会社 | Recovery of petroleum |
| FR2574470A1 (en) | 1984-12-06 | 1986-06-13 | Exxon Production Research Co | PROCESS FOR ASSISTED OIL RECOVERY IN A HIGH AND LOW SALINITY INTERVAL USING PROPOXYL SURFACTANTS |
| US4886120A (en) | 1989-02-01 | 1989-12-12 | Conoco Inc. | Process for secondary oil recovery utilizing propoxylated ethoxylated surfactants in seawater |
| USH1818H (en) | 1997-10-17 | 1999-11-02 | Sasol Technology (Proprietary) Limited | Detergent and cleaning compositions derived from new detergent alcohols |
| US6410005B1 (en) * | 2000-06-15 | 2002-06-25 | Pmd Holdings Corp. | Branched/block copolymers for treatment of keratinous substrates |
| ES2293826B1 (en) * | 2006-06-07 | 2008-12-16 | Kao Corporation S.A. | DETERGENT COMPOSITION. |
| EP2250232A1 (en) | 2008-02-07 | 2010-11-17 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery |
| EP2274398B1 (en) | 2008-04-10 | 2016-01-27 | Basf Se | Novel surfactants based on branched alcohols for tertiary crude oil recovery |
| AR078418A1 (en) | 2009-09-10 | 2011-11-09 | Univ Texas | COMPOSITIONS AND METHODS TO CONTROL THE STABILITY OF ETERSULPHATE SURFACTANTS AT HIGH TEMPERATURES |
| JP6006123B2 (en) | 2010-03-10 | 2016-10-12 | ビーエーエスエフ ソシエタス・ヨーロピアＢａｓｆ Ｓｅ | Method for producing mineral oil using C16C18-containing alkylpropoxy surfactant-based surfactant |
-
2013
- 2013-01-25 DE DE102013100789.9A patent/DE102013100789A1/en not_active Withdrawn
-
2014
- 2014-01-24 AU AU2014210175A patent/AU2014210175B2/en active Active
- 2014-01-24 TR TR2018/07905T patent/TR201807905T4/en unknown
- 2014-01-24 US US14/763,416 patent/US9758718B2/en active Active
- 2014-01-24 MX MX2015009379A patent/MX2015009379A/en unknown
- 2014-01-24 DK DK14701292.6T patent/DK2948522T3/en active
- 2014-01-24 ES ES14714923.1T patent/ES2672443T3/en active Active
- 2014-01-24 MX MX2015009378A patent/MX2015009378A/en active IP Right Grant
- 2014-01-24 EP EP14701292.6A patent/EP2948522B1/en active Active
- 2014-01-24 CA CA2896321A patent/CA2896321C/en active Active
- 2014-01-24 CA CA2896343A patent/CA2896343C/en active Active
- 2014-01-24 WO PCT/EP2014/000186 patent/WO2014114459A1/en active Application Filing
- 2014-01-24 EP EP14714923.1A patent/EP2948523B1/en active Active
- 2014-01-24 CN CN201480005765.2A patent/CN104981530B/en active Active
- 2014-01-24 AU AU2014210229A patent/AU2014210229B2/en active Active
- 2014-01-24 WO PCT/DE2014/000026 patent/WO2014114287A1/en active Application Filing
- 2014-01-24 RU RU2015134762A patent/RU2656322C2/en active
- 2014-01-24 ES ES14701292.6T patent/ES2664726T3/en active Active
- 2014-01-24 RU RU2015134764A patent/RU2648771C2/en active
- 2014-01-24 US US14/763,355 patent/US9732270B2/en active Active
- 2014-01-24 DK DK14714923.1T patent/DK2948523T3/en active
- 2014-01-24 CN CN201480005766.7A patent/CN104968758B/en active Active
- 2014-10-31 NO NO14802985A patent/NO3062775T3/no unknown
-
2015
- 2015-06-25 ZA ZA2015/04631A patent/ZA201504631B/en unknown
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4017405A (en) * | 1973-03-26 | 1977-04-12 | Union Oil Company Of California | Soluble oil composition |
| US4477372A (en) * | 1982-05-13 | 1984-10-16 | Henkel Corporation | Anionic nonionic surfactant mixture |
| US4703797A (en) * | 1983-12-28 | 1987-11-03 | Cities Service Co. | Sweep improvement in enhanced oil recovery |
| EP0167337A2 (en) * | 1984-06-25 | 1986-01-08 | Atlantic Richfield Company | Alkoxylated ether sulfate anionic surfactants |
| EP0656416A1 (en) * | 1993-12-02 | 1995-06-07 | Hüls Aktiengesellschaft | Tenside concentrates as base tensides for concentrated liquid compositions |
| RU2453576C2 (en) * | 2005-12-07 | 2012-06-20 | Акцо Нобель Н.В. | High temperature lubricating agent for updating viscosity of low- and high-density brines |
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10435618B2 (en) | Surfactants for enhanced oil recovery | |
| US10961432B2 (en) | Method of mineral oil production | |
| RU2656322C2 (en) | Highly concentrated, water-free amine salts of hydrocarbon alkoxysulfates and use and method using aqueous dilutions of the same | |
| MX2012010277A (en) | Method for producing crude oil using cationic surfactants comprising a hydrophobic block having a chain length of 6 - 10 carbon atoms. | |
| BR112020005500A2 (en) | method for producing mineral oil, mixture of surfactants, method for producing a mixture of surfactants, concentrate, and, use of a mixture of surfactants | |
| BR112020000589B1 (en) | METHODS FOR PRODUCING CRUDE OIL AND FOR MANUFACTURING A SURFACTANT COMPOSITION, AQUEOUS SURFACTANT COMPOSITION, AND USE OF A SOLUBILITY INTENSIFYER | |
| BR112020000608A2 (en) | method for the production of crude oil from underground petroleum formations, aqueous surfactant composition, and, use of a solubility intensifier | |
| AU2015363165B2 (en) | Ultra-high salinity surfactant formulation | |
| EA041016B1 (en) | STABLE ALKYLETHIR SULFATE MIXTURE FOR INCREASED OIL RECOVERY |